Curtailment, BESS y transmisión: la lección chilena para la próxima década energética de Latinoamérica

Latinoamérica y el Caribe generan cerca del 65% de su electricidad con renovables, un nivel que en varios mercados ya genera curtailment: exceso de energía limpia que la red no logra transportar o el sistema no logra absorber a tiempo. Esa señal debería traducirse en más inversión en soluciones de flexibilidad como BESS, que capturan ese excedente en vez de perderlo. Sin embargo la región capta apenas el 5% de la inversión privada global en energía limpia, incluso cuando ya mueve cifras relevantes en términos absolutos, como los USD 70.000 millones invertidos en 2025. La brecha no es de recursos ni de tecnología: es regulatoria, en marcos que aún no incentivan lo suficiente el despliegue de almacenamiento y flexibilidad de red.

Hoy la transición energética no solo implica más generación renovable, sino infraestructura que permita gestionarlas con flexibilidad, confiabilidad y a gran escala. Y el encuentro ENEXPRO, organizado por ProChile, que reunió a una delegación internacional de ocho países de Latinoamérica, ha servido como el catalizador de un análisis crítico sobre la verdadera madurez del sector energético regional.

¿Por qué? El encuentro fue escenario de la visita técnica a un espacio de innovación para el desarrollo de soluciones de energía renovable como la Planta Solar Quilapilún, primera planta fotovoltaica a gran escala en la Región Metropolitana de Chile y la más grande de la zona.

No porque la planta sea el centro de la discusión, sino porque concentra los dos hechos que importan: Chile ya demostró que puede escalar renovables, y al mismo tiempo ya está lidiando con los problemas que otros mercados de la región apenas empiezan a ver con claridad: curtailment, transmisión, almacenamiento, clientes libres y flexibilidad sistémica.

La fórmula chilena: cómo escalar energía renovable con almacenamiento y mercado sofisticado

Chile logró avanzar de manera simultánea en cuatro frentes clave: dirección de largo plazo, profundidad de mercado, velocidad de ejecución en generación y el desarrollo del almacenamiento como pilar para otorgar flexibilidad al sistema eléctrico. Ese proceso se refleja en las cifras, ya que, al cierre de 2025, el país alcanzó 39,1 GW de capacidad instalada. De ese total, 70% ya era renovable y la solar más la eólica representaban 18.684 MW, equivalentes al 48% de la capacidad.

En paralelo, la capacidad a carbón cayó desde 5,5 GW en 2019 a 2,8 GW, con 14 de 27 unidades ya retiradas o en proceso de salida. La lección regional es simple: el recurso solar y eólico ayuda, pero no explica por sí solo esa trayectoria; lo decisivo es que el país logró transformar la abundancia natural en escala regulatoria, contractual y operativa.

También desarrolló un mercado más sofisticado del lado de la demanda. El operador del sistema chileno reportó 854 empresas coordinadas en 2025 y estimó que en redes de distribución ya existen unos 3.000 clientes libres; además, destacó que el cambio regulatorio que baja el umbral de 500 kW a 300 kW podría ampliar de forma importante ese universo. Esa es una diferencia profunda frente a otros países: Chile no solo construyó oferta renovable, sino también un tejido de compradores corporativos capaz de absorber productos eléctricos más sofisticados.

La tercera pieza es el almacenamiento. En 2026, el país opera cerca de 2.100 MW BESS – 8.500 MWh, con otros 2.124 MW – 9.730 MWh en pruebas; esas baterías ya aportan más de 2 TWh y cerca del 4% del abastecimiento diario, con casi 6.000 MW – 25.896 MWh adicionales en construcción.

Para un comprador industrial, un desarrollador de data centers o un inversionista en infraestructura, esto cambia la conversación: el producto relevante deja de ser «MWh renovable barato» y pasa a ser «energía renovable gestionable».

En esa transición, Atlas Renewable Energy ya despliega combinaciones de solar y baterías para distintos sectores electrointensivos del país, desde minería hasta manufactura industrial. Uno de los casos más representativos es el conglomerado minero-siderúrgico CAP, con 475 MW solares y 616 MW de almacenamiento asociados, además de un proyecto híbrido de 357 MWp solares con 320 MW/4h de BESS para demanda minera.

Mientras las restricciones presupuestarias limitan la capacidad de respuesta de los operadores estatales y la falta de almacenamiento amenaza la rentabilidad en mercados maduros, casos como el de CAP muestran que la hibridación (solar + BESS) ya opera a escala industrial en el país, no como piloto, sino como infraestructura en producción para sectores de alto consumo.

Curtailment y transmisión: las grietas del modelo chileno que el resto de la región debe anticipar

Convertir a Chile en un póster de éxito sería un error. Su estatus de pionero le ha costado caro: el éxito contractual no garantiza viabilidad operativa si la infraestructura física no avanza al mismo ritmo.

La prueba está en los números: entre 2022 y 2025, el país acumuló cerca de 12.000 GWh en vertimientos, y solo en 2025 el curtailment volvió a superar los 6 TWh. Sin el aporte de los sistemas de baterías, esa cifra sería mayor ya que BESS ya reduce los vertimientos entre 10% y 15%, lo que lo convierte en la solución más escalable disponible hoy, sin depender de nueva infraestructura de red.

La causa de fondo es la transmisión: buena parte de las obras licitadas entre 2024 y 2025 quedaron desiertas, y las que sí están en construcción arrastran retrasos por permisos e ingeniería. El mensaje detrás de esas cifras importa más que cualquier récord renovable: en Chile la generación avanza más rápido que la red que la monetiza.

Por eso la propia hoja de ruta 2050 del país, elaborada con la IEA, pone las redes modernas y resilientes como uno de los pilares del siguiente tramo. El espejo chileno sirve justamente para eso: muestra cómo luce la transición cuando deja de ser una historia de instalación y pasa a ser una historia de integración.

En ese contexto, Atlas Renewable Energy ya diseña y ejecuta proyectos que integran generación, almacenamiento y perfil de demanda como una sola solución, en el mercado más exigente de la región.

Brasil, México y Colombia frente al espejo chileno: distintas escalas, una misma lección

Brasil, México y Colombia avanzan desde puntos de partida diferentes, pero los tres comienzan a incorporar una enseñanza que Chile dejó en evidencia: instalar más generación solar y eólica no alcanza si el sistema no desarrolla, al mismo tiempo, almacenamiento, transmisión, demanda flexible y contratos que remuneren la energía cuando realmente se necesita.

Brasil es el caso más cercano al desafío que hoy enfrenta Chile. El país arrancó 2026 con 215,9 GW de capacidad centralizada y 84,63% de potencia renovable, tras sumar 7,4 GW en 2025; mientras que el mercado libre ya representa cerca del 44% de la demanda, luego de la migración de miles de consumidores de alta tensión.

Pero ese crecimiento tiene un costo: el operador brasileño ya describe el curtailment como una realidad estructural en sistemas con alta penetración renovable. La propia planeación 2025 identificó que una parte creciente de esas restricciones responde a confiabilidad y exportación de excedentes, no solo a exceso de oferta puntual.

Y la respuesta brasileña para afrontar dicha problemática comienza a parecerse, conceptualmente, al camino recorrido por Chile: dejar de considerar las baterías como un complemento experimental y tratarlas como infraestructura de potencia y confiabilidad.

En junio de 2026, el Ministerio de Minas y Energía publicó las directrices para dos subastas nacionales de reserva de capacidad mediante nuevos sistemas BESS stand-alone, una de ellas con requisitos de contenido local. La Empresa de Pesquisa Energética también comenzó a identificar los nodos donde los proyectos podrán recibir incentivos locacionales, vinculando el almacenamiento con las necesidades concretas de la red.

Ese diseño recoge una de las principales lecciones chilenas: las baterías generan más valor cuando se localizan donde pueden aliviar congestiones, desplazar excedentes renovables y aportar potencia en las horas críticas.

México tiene un problema distinto: no le falta recurso, le falta confiabilidad e infraestructura de respaldo. En el primer semestre de 2025, su sistema registró una demanda máxima instantánea de 52.945 MW, la máxima generación solar diaria alcanzó 6.911 MW y la eólica 5.070 MW, prueba de que el potencial físico es real. Pero ese mismo periodo dejó afectaciones de carga en la Península de Yucatán por restricciones de gas y control de flujos, una señal concreta de que la tensión está en la infraestructura y en la confiabilidad.

Por eso, el aprendizaje se refleja menos en la apertura competitiva del mercado y más en la integración obligatoria o planificada de soluciones de flexibilidad dentro de los nuevos proyectos.

El nuevo marco legal de 2025 recentralizó la coordinación del sector alrededor de la empresa pública federal, aunque mantuvo puertas para participación privada mediante contratos y esquemas de desarrollo mixto; además, habilitó autoconsumo interconectado de 0,7 a 20 MW con trámite simplificado y preferencia por renovables, y exige planeación anual con metas renovables, almacenamiento, redes inteligentes e hidrógeno renovable.

De igual manera, la modificación a las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) establece que todo nuevo proyecto renovable deberá incluir al menos un 30 % de capacidad de almacenamiento con una duración mínima de 3 horas, como condición para su interconexión.

La semejanza con Chile radica en el cambio del producto energético y que el sistema comienza a exigir que la generación tenga respaldo, capacidad de respuesta y condiciones técnicas compatibles con la red. Por eso, la principal lección que México puede tomar de Chile no es regulatoria, sino temporal: la flexibilidad debe incorporarse antes de que la saturación, la congestión y los vertimientos erosionen la rentabilidad de las renovables.

Chile instaló gran parte de sus baterías después de que esos problemas se hicieran visibles, pero México todavía tiene la posibilidad de integrarlas desde el diseño inicial de los proyectos y de la expansión de la red.

Colombia es el caso con mayor upside y mayor riesgo de calendario. XM cerró 2025 con 21.028,56 MW de capacidad efectiva neta y apenas 380,26 MW nuevos en operación comercial, aunque había 1.426 MW de 104 proyectos ya en pruebas iniciales.

La Unidad de Planeación Minero-Energética proyecta que el sistema podría llegar a 34,7-37,7 GW hacia 2037 y que solar más eólica pasarían de alrededor del 2% actual a 37%-45% de la matriz; pero también advierte una primera señal simultánea de déficit de confiabilidad en septiembre de 2026 y efectos notorios si se retrasan los proyectos de transmisión que habilitan Colectora I y II.

A diferencia de Chile, donde el almacenamiento se expandió principalmente a partir de señales de mercado, contratos corporativos y la necesidad de desplazar energía solar hacia la noche, Colombia intenta construir primero una señal contractual. En junio de 2026, el Ministerio de Minas y Energía lanzó una subasta de energía limpia a largo plazo que contempla proyectos solares, eólicos, híbridos y sistemas BESS, con contratos de hasta 15 años.

La inclusión de almacenamiento y plantas híbridas también muestra que el país comienza a reconocer que la capacidad renovable deberá llegar acompañada por mecanismos que aseguren firmeza, trazabilidad contractual y una señal de ingresos de largo plazo.

PPA, BESS y perfil de demanda: qué cambia para compradores e inversionistas tras la experiencia chilena

Para compradores industriales, minería, cemento, acero, manufactura y data centers, la lección chilena es fortalecer los esquemas de compra de energía con perfiles energéticos. Lo crítico ya no es solo el precio anual del contrato de compra – venta de energía (PPA por sus siglas en inglés: Power Purchase Agreement), sino la forma horaria, la exposición a congestión, la cercanía a la red, la capacidad de firming y la existencia de almacenamiento.

Los contratos que combinan solar y BESS para acero, minería o demanda digital muestran hacia dónde se está moviendo el mercado: menos commodity eléctrico y más solución de confiabilidad.

Para inversionistas, la lectura es igual de clara: no existe un único «riesgo latinoamericano». Chile ofrece experiencia real en hibridación, clientes corporativos y almacenamiento; Brasil, escala, liquidez y profundidad de demanda; México, tamaño industrial y espacio para soluciones a medida; y Colombia, crecimiento potencial y expansión contractual. Cada mercado tiene su propia lógica regulatoria y su propio punto de madurez — tratarlos como un bloque uniforme es, sencillamente, modelar mal el riesgo.

En otras palabras, Latinoamérica no es un bloque monolítico, sino un ecosistema de trayectorias distintas: Chile aporta las lecciones ya aprendidas, Brasil la escala del presente, y tanto México como Colombia las decisiones que definirán su próxima década.

La descarbonización industrial no la ganará quien tenga más recursos naturales, sino quien mejor entienda las restricciones físicas de la red y la volatilidad regulatoria de cada mercado. Casos como el de CAP en Chile —475 MW solares y 616 MW de almacenamiento ya en operación para demanda minera— muestran que esa lectura ya se está ejecutando a escala industrial, no como promesa, sino como infraestructura en marcha.

Puntos clave

• El cuello de botella energético en Latinoamérica ya no es el recurso solar o eólico. Es la capacidad institucional, financiera, contractual y de red para convertir ese recurso en energía firme, entregable y comercialmente ejecutable.
• Chile llegó primero y por eso sabe mejor que nadie lo que viene después: la integración de red y almacenamiento no es opcional, es la condición para que la escala renovable se traduzca en valor real.
• BESS ya no es una tecnología complementaria. Es una de las intervenciones más escalables para desplazar energía renovable hacia horas de mayor demanda, aportar flexibilidad al sistema y habilitar energía firme y despachable mientras avanza la expansión de la red.
• Evaluar un PPA solo por los MWh contratados ya no es suficiente. Los compradores industriales deben considerar forma horaria, exposición a congestión, capacidad de firming, respaldo contractual y existencia de almacenamiento para determinar el valor real del suministro renovable.
• Brasil, México y Colombia requieren tesis de entrada distintas. Cada mercado tiene una lógica regulatoria, un perfil de riesgo y un nivel de madurez diferente; tratarlos como un bloque puede distorsionar decisiones de inversión y contratación.
• La descarbonización industrial no dependerá solo de recursos naturales. La ventaja estará en entender las restricciones físicas de la red, la volatilidad regulatoria y la diferencia entre capacidad instalada y capacidad realmente despachable.

Este artículo fue creado en colaboración con Castleberry Media. En Castleberry Media, estamos dedicados a la sostenibilidad ambiental. Al comprar certificados de carbono para la plantación de árboles, combatimos activamente la deforestación y compensamos nuestras emisiones de CO₂ tres veces más.